авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

«ООО «ДП УКРГАЗТЕХ» ОКП 421711 Группа П15 ДКПП 33.20.52 УКНД ...»

-- [ Страница 3 ] --

10) на предложение программы “Подать на вход преобразователя измеряемую величину, соответствующую реперной точке 1” (вблизи нижнего предела измерений), открывают вентиль К;

11) после стабилизации выходного сигнала преобразователя нажимают клавишу на клавиатуре ЭВМ (далее – клавиша) “ENTER”. На дисплей ЭВМ выдается сообщение о требуемом значении давления в точке 1 и запрашивается необходимость его изменения. Например: “Требуемое значение измеряемой величины в точке 1: 0.000 МПа. Изменить? (Y/N)”;

12) нажимают клавишу “Y” и вводят значение атмосферного давления Рб, измеренного барометром, например, 0,1 МПа. На дисплей ЭВМ выдается сообщение “Требуемое значение измеряемой величины в точке 1: 0.100 МПа. Изменить? (Y/N)”. Нажимают клавишу “N”;

13) на предложение программы “Подать на вход преобразователя измеряемую величину, соответствующую реперной точке 2” (вблизи верхнего предела измерений), с помощью гидравлического насоса ГН подают в камеру преобразователя давление, равное разности значений давления Рmax и Рб.

Давление контролируют с помощью эталона давления ЭД;

14) после стабилизации выходного сигнала преобразователя нажимают клавишу “ENTER”. На дисплей ЭВМ выдается сообщение о требуемом значении давления в точке 2 и запрашивается необходимость его изменения;

15) нажимают клавишу “Y” и вводят значение давления Рmax, поданного на вход преобразователя, например, 5,6 МПа. На дисплей ЭВМ выдается сообщение “Требуемое значение измеряемой величины в точке 2: 5.600 МПа. Изменить? (Y/N)”. Нажимают клавишу “N”;

16) после ввода последней реперной точки вычислитель представляет на дисплее ЭВМ результаты калибровки. Необходимо подтвердить согласие с результатами калибровки. При этом параметры калибровки автоматически записываются в вычислитель и программа переходит в режим поверки. При завершении поверки вычислитель автоматически снимается с обслуживания выбранного канала (канала давления).

Если количество реперных точек больше 2, то операции 13 – 15 выполняются для каждой реперной точки.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Ввод в память вычислителя параметров НСХП избыточного давления проводят аналогично, за исключением:

— при выполнении операции 12 вводят в качестве нового значения измеряемой величины в реперной точке 1 значение давления величиной 0 МПа;

— при выполнении операции 13 подают в камеру преобразователя давление, равное Рmax.

При использовании аналоговых При использовании цифровых преобразователей и/или цифровых преобразователей 220 В, 50 Гц 220 В, 50 Гц ЭВМ ЭВМ RS RS Источник Источник Вычислитель Барьер питания питания RS HART Вычислитель Аккумулятор Аккумулятор Барьер HART HART Кодовый сигнал Кодовый или аналоговый сигнал ГН – гидравлический насос ПД ПМ К – запорный вентиль ТР – тройник ЭД – эталон давления P К ТР ЭД ГН а) для Комплекса, использующего комплект измерительных преобразователей (модификация ФЛОУТЭК–ТМ–Х–1) или преобразователь ПМ (модификация ФЛОУТЭК–ТМ–Х–2) Источник Преобразователь RS ЭВМ питания интерфейсов 220 В, 50 Гц ЭД Барьер Аккумулятор ТР К HART P Корректор ГН б) для Комплекса, использующего миникомплекс (модификации ФЛОУТЭК–ТМ–Х–3, ФЛОУТЭК–ТМ–Х–4, ФЛОУТЭК–ТМ–Х–5 и ФЛОУТЭК–ТМ–Х–6) Рисунок 3.8 – Схема для проверки выполнения Комплексами измерений абсолютного и избыточного давления 3.3.2.3.2 Проверку возможности ввода в память вычислителя параметров НСХП дифференциального давления проводят в следующем порядке:

— собирают схему, приведенную на рисунке 3.9а (для аналогового сигнала), и подают сетевое напряжение на источник питания;

— повторяют операции 2 – 10, приведенные в 3.3.2.3.1 РЭ. При выполнении операции 5 выбирают в меню “Поверка” канал “Перепад давления”;

— с помощью пневматического насоса ПН подают в камеру высокого давления «РН»

измерительного преобразователя дифференциального давления (далее – преобразователь) давление, равное нижнему пределу измерений дифференциального давления, например, 0,63 кПа. Давление контролируют с помощью эталона давления ЭД;

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ — после стабилизации выходного сигнала преобразователя нажимают клавишу “ENTER”. На дисплей ЭВМ выдается сообщение о требуемом значении давления в точке 1 и запрашивается необходимость его изменения;

— нажимают клавишу “Y” и вводят значение нижнего предела измерений дифференциального давления. На дисплей ЭВМ выдается сообщение “Требуемое значение измеряемой величины в точке 1:

0.630 кПа. Изменить? (Y/N)”. Нажимают клавишу “N”;

— на предложение программы “Подать на вход преобразователя измеряемую величину, соответствующую реперной точке 2”, с помощью насоса ПН подают в камеру высокого давления «РН»

преобразователя давление, равное Рmax;

— после стабилизации выходного сигнала преобразователя нажимают клавишу “ENTER”. На дисплей ЭВМ выдается сообщение о требуемом значении давления в точке 2 и запрашивается необходимость его изменения;

— нажимают клавишу “Y” и вводят значение Рmax, например, значение 63 кПа. На дисплей ЭВМ выдается сообщение “Требуемое значение измеряемой величины в точке 2: 63.000 кПа. Изменить?

(Y/N)”. Нажимают клавишу “N”;

— повторяют операцию 16, приведенную в 3.3.2.3.1 РЭ.

При использовании аналоговых При использовании цифровых преобразователей и/или цифровых преобразователей 220 В, 50 Гц 220 В, 50 Гц ЭВМ ЭВМ RS RS Источник Источник Вычислитель Барьер питания питания RS HART Вычислитель Аккумулятор Аккумулятор Барьер HART HART Кодовый сигнал Кодовый или аналоговый сигнал P К ТР + (PH) ПН ПМ ПДД – (PL) К – запорный вентиль АТМ ПН – пневматический насос ТР – тройник ЭД ЭД – эталон давления а) для Комплекса, использующего комплект измерительных преобразователей (модификации ФЛОУТЭК–ТМ–Х–1 и ФЛОУТЭК–ТМ–Х–4) или преобразователь ПМ (модификация “ФЛОУТЭК–ТМ–Х–2”) Источник Преобразователь RS ЭВМ питания интерфейсов 220 В, 50 Гц ЭД Аккумулятор Барьер P К HART + (PH) ПН Корректор – (PL) ТР АТМ б) для Комплекса, использующего миникомплекс (модификации ФЛОУТЭК–ТМ–Х–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–Х–5) Рисунок 3.9 – Схема для проверки выполнения Комплексами измерений дифференциального давления Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ 3.3.2.3.3 Проверку возможности ввода в память вычислителя параметров НСХП температуры проводят в следующем порядке:

— собирают схему, приведенную на рисунке 3.10а (для аналогового сигнала), и подают сетевое напряжение на источник питания;

— повторяют операции 2 – 6, 8 и 9, приведенные в 3.3.2.3.1 РЭ. При выполнении операции выбирают в меню “Поверка” канал “Температура”. При этом измерение температуры прекращается и последняя измеренная величина “замораживается” в памяти вычислителя;

— помещают ТС измерительного преобразователя температуры в термостат;

— на предложение программы “Подать на вход преобразователя измеряемую величину, соответствующую реперной точке 1”, устанавливают в ней температуру, равную нижнему пределу измерений температуры (например, минус 40,0 оС). Температуру контролируют по эталону температуры ЭТ (например, термометру термостата). Перед измерением делают выдержку 30 мин. Допускается замена ТС на магазин сопротивлений и имитация с его помощью выходного сигнала ТС;

При использовании аналоговых При использовании цифровых преобразователей и/или цифровых преобразователей 220 В, 50 Гц 220 В, 50 Гц ЭВМ ЭВМ RS RS Источник Источник Вычислитель Барьер питания питания RS HART Вычислитель Аккумулятор Аккумулятор Барьер HART HART Кодовый сигнал Кодовый или аналоговый сигнал Т RО ПТ ПМ КН ИП МС ИП – источник питания постоянного тока ТС ЭТ КН – компаратор напряжения МС МС1, МС2 – магазины сопротивлений ЭТ – эталон температуры RO – образцовая катушка сопротивления Термостат а) для Комплекса, использующего комплект измерительных преобразователей (модификация ФЛОУТЭК–ТМ–Х–1) или преобразователь ПМ (модификация ФЛОУТЭК–ТМ–Х–2) Источник Преобразователь RS ЭВМ питания интерфейсов 220 В, 50 Гц RО HART Т ИП КН МС Корректор Барьер Аккумулятор ЭТ ТС МС б) для Комплекса, использующего миникомплекс (модификации ФЛОУТЭК–ТМ–Х–3, Термостат ФЛОУТЭК–ТМ–Х–4, ФЛОУТЭК–ТМ–Х– и ФЛОУТЭК–ТМ–Х–6) Рисунок 3.10 – Схема для проверки выполнения Комплексами измерений температуры Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ — после стабилизации выходного сигнала преобразователя нажимают клавишу “ENTER”. На дисплей ЭВМ выдается сообщение о требуемом значении температуры в точке 1 и запрашивается необходимость ее изменения;

— нажимают клавишу “Y” и вводят значение нижнего предела измерений температуры. На дисплей ЭВМ выдается сообщение “Требуемое значение измеряемой величины в точке 1: –40.000 град.

Целс. Изменить? (Y/N)”. Нажимают клавишу “N”;

— на предложение программы “Подать на вход преобразователя измеряемую величину, соответствующую реперной точке 2”, устанавливают в термостате температуру, равную верхнему пределу измерений температуры (например, 60,0 оС);

— после стабилизации выходного сигнала преобразователя нажимают клавишу “ENTER”. На дисплей ЭВМ выдается сообщение о требуемом значении температуры в точке 2 и запрашивается необходимость ее изменения;

— нажимают клавишу “Y” и вводят значение верхнего предела измерений температуры. На дисплей ЭВМ выдается сообщение “Требуемое значение измеряемой величины в точке 2:

60.000 град.Целс. Изменить? (Y/N)”. Нажимают клавишу “N”;

— повторяют операцию 16, приведенную в 3.3.2.3.1 РЭ.

3.3.2.4 Контроль выполнения измерений и вычислений параметров газа 3.3.2.4.1 Контроль выполнения Комплексами измерений абсолютного (избыточного) и дифференциального давления, температуры и плотности газа проводят в следующем порядке:

1) собирают схемы, приведенные на рисунке 3.8 (для проверки измерений давления), на рисунке 3.9 (для проверки измерений дифференциального давления), на рисунке 3.10 (для проверки измерений температуры) или на рисунке 3.11 (для проверки измерений плотности);

2) подают сетевое напряжение на источник питания;

3) устанавливают на переносную ЭВМ программу CONCOR, запускают ее и далее следуют указаниям программы;

4) выбирают в главном меню программы режим “Обслуживание”;

5) выбирают в меню “Обслуживание” режим “Константа/измерение”.

Выполнение измерений абсолютного (избыточного) давления далее контролируют в следующем порядке:

6) выбирают в меню “Константа/измерение” измеряемую величину “Давление”;

7) открывают вентиль К и с помощью насоса ГН поочередно создают давление, равное значениям Рmin, Рcp и Рmax, где Рmin и Рmax – минимальное и максимальное значения давления измеряемого газа;

Рcp – среднее значение давления газа, рассчитанное по формуле Рcp = 0,5(Рmin + Рmax );

8) сравнивая показания эталона давления ЭД и дисплея ЭВМ, проверяют правильность измерений абсолютного (избыточного) давления.

Выполнение измерений дифференциального давления далее (после выполнения операций 1 – данного пункта) контролируют в следующем порядке:

— выбирают в меню “Константа/измерение” измеряемую величину “Перепад давления”;

— открывают вентиль К и с помощью насоса ПН поочередно создают в камере высокого давления «РН» измерительного преобразователя давления давление, равное значениям Рmin, Рcp и Рmax, где Рmin и Рmax – минимальное и максимальное значения дифференциального давления газа;

Рcp – среднее значение дифференциального давления газа, рассчитанное по формуле Рcp = 0,5(Рmin + Рmax). Во время контроля вход “РL” преобразователя всегда должен находится под атмосферным давлением;

— сравнивая показания эталона давления ЭД и дисплея ЭВМ, проверяют правильность измерений дифференциального давления.

Выполнение измерений температуры далее (после выполнения операций 1 – 5 данного пункта) контролируют в следующем порядке:

— выбирают в меню “Константа/измерение” измеряемую величину “Температура”;

— устанавливают на замещающем ТС магазине сопротивлений МС1 поочередно сопротивления, соответствующие температуре, равной значениям tmin, tcp и tmax, где tmin и tmax – минимальное и максимальное значения температуры газа;

tcp – среднее значение температуры газа, рассчитанное по формуле tcp = 0,5(tmin+ tmax). Сопротивление устанавливают с учетом статической характеристики ТС, входящего в состав измерительного преобразователя;

— сравнивая показания магазина МС1, соответствующие задаваемым значениям температуры, и дисплея ЭВМ, проверяют правильность измерений температуры.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Выполнение измерений плотности далее (после выполнения операций 1 – 5 данного пункта) контролируют в следующем порядке:

— выбирают в меню “Константа/измерение” измеряемую величину “Плотность”;

— при закрытом вентиле К3 и открытом вентиле К4 поочередно путем открытия вентилей К1 и К пропускают через камеру датчика измерительного преобразователя плотности поверочные газовые смеси, плотность которых должна быть близка к значениям min и max, где min и max – минимальное и максимальное значения плотности газа. Каждую поверочную смесь пропускают через преобразователь в течение не менее 5 мин (до стабилизации выходного сигнала преобразователя), одновременно контролируя с помощью ротаметра расход поверочной смеси (расход должен быть в пределах от 2,7 до 3,3 дм3/мин);

— после стабилизации выходного сигнала преобразователя сравнивают значения плотности, указанные в паспорте поверочных смесей, и показания дисплея ЭВМ и устанавливают правильность измерения плотности в рабочем диапазоне. Выходной сигнал считается таким, что стабилизировался, если в течение не менее 2 мин значение длительности периода импульсов выходного сигнала изменяется не больше чем на 0,001 мкс.

При использовании При использовании аналоговых цифровых преобразователей и/или цифровых преобразователей ЭВМ ЭВМ 220 В, 50 Гц RS RS от ИП Источник Барьер Вычислитель питания RS HART Вычислитель Аккумулятор Барьер HART HART Адаптер Барьер ППЛ DC адаптер BELL К БПС1 К К2 К БПС2 Ротаметр БПС1, БПС2 – баллоны с поверочной смесью, оснащенные редуктором К1 – К4 – запорные вентили Рисунок 3.11 – Схема для проверки выполнения Комплексами модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–Х–1 и ФЛОУТЭК–ТМ–Х–2 измерений плотности 3.3.2.4.2 Контроль выполнения Комплексами вычислений расхода и объема газа проводят в следующем порядке:

— собирают схему, приведенную для Комплексов, использующих:

• комплект измерительных преобразователей – на рисунке 1.1, 1.3, 1.7, 1.8 или 1.9;

• многопараметрические преобразователи – на рисунке 1.1 или 1.10;

• миникомплекс – на рисунке 1.2, 1.4, 1.5 или 1.6;

— повторяют операции 2 – 5, приведенные в 3.3.2.4.1 РЭ;

— устанавливают значения статических параметров трубопровода, приведенные в заказной спецификации, и статических параметров газа (например, молярные доли СО2 и N2 в газе), а также:

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ • для Комплексов модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–1 и ФЛОУТЭК–ТМ–2 – константы по дифференциальному и абсолютному (избыточному) давлению, температуре и плотности (при отсутствии функции измерения плотности значение плотности вводится как статический параметр) газа, которые соответствуют значениям Рmin, Рcp, Рmax, Рmin, Рcp, Рmax, tmin, tcp, tmax, min и max, зафиксированным в памяти вычислителя (корректора) при выполнении измерений по 3.3.2.4.1 РЭ;

• для Комплексов модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4 – константы по давлению, температуре и плотности газа, которые соответствуют значениям Рmin, Рcp, Рmax, tmin, tcp, tmax, min и max, зафиксированным в памяти вычислителя (корректора) при выполнении измерений по 3.3.2.4.1 РЭ, константу по расходу газа либо значения пара метров счетчика (расходомера), например, количество импульсов счетчика на 1 м3 (1 кг) газа – 1 импульс/м3 (1 импульс/кг) и количество поступивших импульсов – 1000;

— выбирают в меню “Параметры” режим “Мгновенные данные”;

— контролируют правильность вычисления расхода и объема газа Комплексом путем сравнения значений, индицируемых на показывающем устройстве вычислителя (корректора) или дисплее ЭВМ, с расчетными образцовыми значениями.

Выбор сочетания указанных значений параметров газа осуществляют произвольно. Например, для Комплексов модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–1 и ФЛОУТЭК–ТМ–2 можно задать режимы: Рmax, Рmin, tcp и min ;

Рcp, Рmax, tmax и max ;

Рmin, Рcp, tmin и max. Для Комплексов модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4 можно задать режимы: Рmax, tcp и min ;

Рmin, tmax и max ;

Рcp, tmin и max. Если соотношение значений параметров выбрано неверно, то рассчитанные значения расхода и объема газа будут равны нулю.

Расчет образцовых значений расхода выполняют на ЭВМ по программе «САПР «РАСХОД-РУ», утвержденной Госпотребстандартом Украины, для образцовых значений температуры, абсолютного (избыточного) и дифференциального давления и плотности газа (значений, показанных эталонами при выполнении операций согласно 3.3.2.4.1 РЭ) и значений статических параметров трубопровода, газа, проходящего по трубопроводу, и счетчика (расходомера) газа, которые используются при реализации указанных выше режимов.

3.3.2.5 Контроль обеспечения обмена информацией с ЭВМ 3.3.2.5.1 Обеспечение вычислителем (корректором) возможности обмена информацией с ЭВМ на заданной скорости контролируют в следующем порядке:

1) выбирают в главном меню режим “Параметры”;

2) устанавливают заданную скорость обмена информацией (например, 1200 бит/с);

3) выбирают в меню режим “Данные”, а затем последовательно режимы “Суточные данные”, “Часовые данные”, “Оперативные данные”, “Вмешательства”, “Диагностика”,“Суточные аварийные данные” и “Данные последних измерений”. При этом необходимо убедиться в отсутствии диагностических сообщений о нештатных ситуациях при считывании информации из вычислителя (корректора) и выводе суточных данных на дисплей ЭВМ;

4) при наличии диагностического сообщения о нештатной ситуации при передаче информации повторяют операцию 3.

Если после повторного выполнения операции 3 диагностическое сообщение о нештатной ситуации появляется вновь, то необходимо:

— проверить канал связи на отсутствие радиопомех;

— при отсутствии радиопомех установить меньшую скорость обмена информацией.

3.3.3 Возможные неисправности при использовании Комплексов и методы их устранения 3.3.3.1 Комплексы относятся к восстанавливаемым, ремонтируемым (в условиях предприятия изготовителя), многоканальным и многофункциональным изделиям.

Основные неисправности Комплексов, возникающие при эксплуатации, и методы их устранения приведены в таблице 3.1.

3.3.3.2 В таблице 3.1 описаны неисправности, устранение которых возможно пользователем.

В случае возникновения серьезных неисправностей Комплексов необходимо обращаться в ООО «ДП УКРГАЗТЕХ” по адресу:

Украина, 04128, г. Киев–128, ул. Академика Туполева, 19;

тел/факс (044) 492–76–21.

Почтовый адрес: 04128, г. Киев–128, а/я 138.

E-mail: dpugt@dgt.com.ua ;

Web: www.dgt.com.ua Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Таблица 3.1 – Основные неисправности Комплексов и методы их устранения Неисправность Возможная причина Методы устранения 1 Не включается А. На плату вычислителя (корректора) не А. Проверьте и замените искро цифровое показы- подается питание: сработал искробарьер барьер. Проверьте и замените вающее устройство или неисправен источник питания источник питания (индикатор) вычис- Б. Неисправен вычислитель (корректор) Б. Замените вычислитель лителя (корректора) (корректор) 2 Питание на вычис- А. Обрыв самовосстанавливающихся А. Отключите питание от литель (корректор) резисторов в плате вычислителя вычислителя (корректора), поступает, но инди- (корректора) из-за перегрузки устраните причину перегрузки катор не включается Б. Неисправен вычислитель (корректор) Б. Замените вычислитель (корректор) 3 Индикатор выдает А. Неисправен вычислитель (корректор) А. Замените вычислитель «застывшие (корректор) показания»

4 Индикатор выдает А. Обрыв соединительных кабелей А. Проверьте соединительные показания, но нет интерфейса кабели и устраните неисправность связи с вычислителем Б. Неверно задан номер вычислителя Б. Проверьте конфигурацию (корректором) по пос- (корректора) или неактивирована связь вычислителя (корректора) ледовательному порту с вычислителем (корректором) 5 Не калибруется А. Нарушено соединение А. Проверьте подключение преоб измерительный преобразователя с вычислителем разователя к клеммам вычислителя преобразователь Б. Не подается питание на Б. Проверьте и устраните обрыв температуры или преобразователь давления В. Короткое замыкание или обрыв в ТС В.1. Устраните короткое замыкание или обрыв в ТС В.2. Замените ТС Д. Негерметичность в системе Д. Найдите и устраните импульсных трубок негерметичность Е. Неисправен калибровочный прибор Е. Замените калибровочный прибор Ж. Неисправен преобразователь Ж. Замените преобразователь К. Вычислитель не выдает питание на К. Отключите питание от преобразователь (сработал внутренний вычислителя, устраните причину самовосстанавливающийся перегрузки предохранитель) 6 Вычислитель А. Нарушена связь с преобразователями А. Проверьте подключение преобразователей к клеммам (корректор) не опрашивает вычислителя (корректора) измерительные Б. Не подается питание на преобразова- Б. Отключите преобразователи, преобразователи тели, сработал искробарьер на линии устраните причину перегрузки, связи с преобразователями замените искробарьер В. Нарушены регулировки модема BELL В. Свяжитесь с изготовителем на плате вычислителя (корректора) вычислителя (корректора) Г. Неисправен преобразователь Г. Замените преобразователь 7 Вычислитель А. Неисправен вычислитель (корректор) А. Замените вычислитель (корректор) непра- (корректор) вильно отсчитывает дату и время Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ 4 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ 4.1 Общие указания 4.1.1 Приемка Комплексов в эксплуатацию после их монтажа, организация эксплуатации, выполнение мероприятий по технике безопасности и ремонт должны проводиться в полном соответствии с требованиями, изложенными в документах, перечисленных в 3.2.1.7 РЭ.

4.1.2 При эксплуатации Комплексов необходимо соблюдать также требования, изложенные в настоящем РЭ.

4.1.3 Виды и периодичность технического обслуживания 4.1.3.1 Профилактические осмотры технических средств Комплексов должны проводиться при каждом профилактическом осмотре объекта измерений, но не реже одного раза в шесть месяцев.

Во время профилактических осмотров должны выполняться следующие операции:

— проверка прочности крепления приборов Комплекса по месту установки;

— проверка целостности креплений монтажных жгутов и других элементов;

— проверка состояния заземляющих проводов в местах соединения;

— чистка клеммных колодок;

— измерение сопротивления заземления.

4.1.3.2 Технические средства Комплекса, работающие в пыльных и влажных блоках и помещениях, необходимо периодически, но не реже одного раза в шесть месяцев, очищать от грязи.

4.1.3.3 Технические средства Комплекса (измерительные преобразователи), имеющие уровень взрывозащиты “Взрывобезопасное электрооборудование”, должны систематически подвергаться внешнему осмотру. При ежемесячном осмотре обращать внимание на наличие крышек и пломб на искробезопасных приборах.

4.1.3.4 Не реже одного раза в год необходимо осуществлять проверку состояния литиевой батарейки, установленной на плате вычислителя (корректора) и служащей для поддержания энергонезависимой памяти вычислителя (корректора).

При отключенном питании Комплекса проверяется напряжение на батарейке и если оно ниже нормы, то батарейку следует заменить.

4.1.3.5 Для счетчиков и расходомеров, имеющих вращающиеся детали (роторы, турбины), один раз в 5 – 10 лет (в зависимости от условий эксплуатации) необходимо осуществлять замену масла. Такие счетчики и расходомеры обычно имеют уровнемер и штуцер для наполнения масла. Отметки нормального уровня масла должны быть выполнены на стекле смотрового окна счетчика или расходомера.

4.1.4 Ремонт Комплекса должен производиться в соответствии с РД 16.407–89 «Электро оборудование взрывозащищенное. Ремонт» и с требованиями Правил ДНАОП 0.00–1.21, глава 7. «Электроустановки во взрывоопасных зонах».

4.1.5 Требования к обслуживающему персоналу 4.1.5.1 Эксплуатация Комплексов проводится обслуживающим персоналом, изучившим правила и меры техники безопасности в соответствии с требованиями действующих стандартов и других действующих нормативных документов, а также требования настоящего РЭ и инструкций по эксплуатации устройств, входящих в состав Комплексов.

4.1.5.2 К работе с Комплексами допускаются лица, имеющие допуск к работе с электроустановками на напряжение до 1000 В и квалификационную группу по технике безопасности в соответствии с Правилами ДНАОП 0.00–1.21, изучившие соответствующую техническую документацию и ознакомленные с устройством и принципом действия Комплексов и их технических средств.

4.1.5.3 В группе ремонта и обслуживания Комплексов должны принимать участие следующие специалисты:

— инженер по контрольно–измерительным приборам и автоматике;

— инженер–программист;

— техник по электронным измерительным приборам;

— оператор.

4.1.5.4 Перечень лиц, которые допускаются к проведению поверки Комплексов, должен утверждаться руководителем предприятия–пользователя.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ 4.2 Меры безопасности 4.2.1 Особенности конструкции Комплексов 4.2.1.1 Безопасность эксплуатации технических средств Комплексов по ГОСТ 12.2. обеспечивается конструкцией, прочностью и надежным креплением их при монтаже на объекте.

4.2.1.2 По способу защиты от поражения электрическим током технические средства Комплексов соответствуют классу 01 по ГОСТ 12.2.007.0.

4.2.1.3 По требованиям к способам обеспечения пожарной безопасности согласно ГОСТ 12.1. технические средства Комплексов не являются источником образования горючей газа и источником зажигания в горючей среде.

4.2.1.4 Технические средства Комплексов, устанавливаемые на пунктах учета природного газа, взрывобезопасны, соответствуют требованиям «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» и могут эксплуатироваться на открытом воздухе и в помещениях, где возможно образование взрывоопасных смесей категорий IIА и IIВ групп Т1, Т2 и Т3.

4.2.1.5 Искробезопасность электрических цепей технических средств Комплексов достигается путем ограничения тока и напряжения в этих цепях до безопасных значений посредством применения Комплексов совместно с устройствами, указанными в 1.1.4 РЭ, а также ограничением величин собственных индуктивности и электрической емкости технических средств Комплексов до безопасных значений.

Нагрузка искрозащитных элементов технических средств Комплексов не превышает 2/3 от допустимых значений напряжения, тока или мощности. Печатный монтаж, величины путей утечки и электрических зазоров искробезопасных цепей технических средств соответствуют требованиям ГОСТ 22782.5.

4.2.2 Обязательные требования по техническому обслуживанию 4.2.2.1 В соответствии с правилами техники безопасности перед подачей питающих напряжений необходимо:

— назначить ответственное лицо за включение и опробование Комплекса;

— проверить наличие и исправность заземляющих контуров;

— проверить сопротивление изоляции электрических цепей;

— проверить отсутствие утечки газа в местах подключения измерительных преобразователей и счетчика (расходомера) газа;

— проверить состояние аккумуляторных батарей.

4.2.2.2 Корпуса корректора, вычислителя, измерительных преобразователей, счетчика (расходомера) и адаптера BELL202 должны быть надёжно заземлены в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.007.0.

4.2.2.3 Категорически запрещается:

— включать Комплекс без защитного заземления;

— проводить монтажные, профилактические и ремонтные работы технических средств Комплекса при включенном электропитании;

— соединять и разъединять разъемы технических средств при включенном электропитании;

— проводить замену предохранителей и плавких вставок при включенном электропитании;

— проводить пайку паяльником с напряжением выше 36 В.

4.3 Техническое освидетельствование 4.3.1 Проверка технического состояния 4.3.1.1 Для установления пригодности Комплексов к эксплуатации проводится поверка Комплексов в соответствии с объемом и порядком, указанными в Методике АЧСА.421443.001–01 Д1.

Методика поверки разработана и утверждена ГП «Укрметртестстандарт».

4.3.1.2 Проверка работоспособности Комплексов проводится согласно 3.3.2 РЭ при нарушениях в работе Комплексов (повторение одних и тех же аварийных или нештатных ситуаций), при замене технических средств, а также при длительном простое Комплексов.

4.3.1.3 Периодическая поверка Комплексов, включающая поверку их измерительных преобразователей, должна проводится один раз в два года по Методике АЧСА.421443.001–01 Д представителями служб государственной метрологической аттестации. Результаты периодической поверки заносятся в формуляр Комплексов АЧСА.421443.001–01 ФО.

4.3.1.4 Проверку технического состояния и метрологических характеристик измерительных преобразователей Комплексов необходимо осуществлять с помощью контрольных технических средств и/или рабочих эталонов предприятия–потребителя или стороны, которая осуществляет проверку преобразователей.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Средства измерительной техники, применяемые при проверке преобразователей, должны быть поверены или аттестованы в установленном порядке в органах государственной метрологической службы.

4.3.2 Метод поверки средств измерений Комплексов на объекте измерений 4.3.2.1 Поверку средств измерений Комплексов, например, подключенных к однониточному трубо проводу измерительных приборов Комплексов модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–1 и ФЛОУТЭК–ТМ–2 (при размещении приборов в помещении – рисунок 3.5), без их демонтажа с объекта измерений осуществляют следующим образом.

4.3.2.2 Для поверки первичного преобразователя давления (СД) корректора, измерительного преобразователя давления или преобразователя ПМ закрывают отсекающие вентили 5, 6 и вентиль сброса 11, открывают уравнительные вентили 9 и 10, выворачивают заглушку 8 и на ее место вворачивают выходной штуцер калибратора давления, например, универсального калибратора давления КДУ–1, или гидравлического насоса, оснащенного эталоном давления. При таком переключении вентилей давление от калибратора (гидравлического насоса) поступает в камеры СД указанных преобразователей, а также в камеры первичных преобразователей дифференциального давления (СПД) корректора, измерительных преобразователей дифференциального давления (при применении комплекта преобразователей) или преобразователя ПМ.

Для поверки СПД корректора, измерительных преобразователей дифференциального давления или преобразователя ПМ закрывают отсекающие вентили 5 и 6, уравнительные вентили 9 и 10 и вентиль сброса 11. Выворачивают заглушку 8 и на ее место вворачивают выходной штуцер калибратора давления или пневматического насоса, оснащенного эталоном давления. При этом давление от калибратора (пневматического насоса) поступает в плюсовые камеры СПД указанных преобразователей, а также в камеры СД корректора, измерительного преобразователя абсолютного (избыточного) давления (при применении комплекта преобразователей) или преобразователя ПМ.

Поверку указанных измерительных преобразователей выполняют согласно 3.3.2.4.1 РЭ.

После проведения поверки измерительных преобразователей тройник 7 закрывают заглушкой 8, открывают отсекающие вентили 5 и 6, закрывают вентиль сброса 11 и уравнительные вентили 9 и 10.

4.3.2.3 Для поверки вторичного преобразователя температуры корректора, а также преобразователя ПМ или измерительного преобразователя температуры отключают электрический кабель 12, который соединяет корректор и преобразователи с ТС, и вместо ТС подключают магазин сопротивлений для имитации выходного сигнала термопреобразователя сопротивления.

Поверку указанных измерительных преобразователей выполняют согласно 3.3.2.4.1 РЭ.

4.3.2.4 Для поверки измерительного преобразователя плотности закрывают отсекающие вентили и 16, открывают вентиль сброса 17 и вентиль 18. При этом поверочная смесь из баллона БПС поступает в камеру датчика измерительного преобразователя плотности.

Поверку измерительного преобразователя плотности выполняют согласно 3.3.2.4.1 РЭ.

После проведения поверки преобразователя плотности закрывают вентили 18 и 17 и открывают вентили 15 и 16.

4.4 Консервация 4.4.1 Временная противокоррозийная защита вычислителя и корректора Комплексов соответствует варианту ВЗ–10, а внутренняя упаковка – варианту ВУ–5 по ГОСТ 9.014.

Срок временной противокоррозийной защиты без переконсервации должен не превышать 1 год.

4.4.2 Временная противокоррозийная защита и внутренняя упаковка остальных технических средств Комплексов соответствует технической документации предприятий–изготовителей.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ 5 ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ 5.1 Упакованные технические средства Комплексов (изделия) необходимо хранить в складских условиях, обеспечивающих сохранность изделий от механических воздействий, загрязнения и действия агрессивных сред.

5.2 Условия хранения и транспортирования изделий в транспортной таре предприятия изготовителя должны в части воздействия климатических факторов соответствовать условиям хранения 4 согласно таблице 13 ГОСТ 15150.

5.3 Транспортирование и хранение изделий, отправляемых в районы Крайнего Севера и труднодоступные районы, необходимо осуществлять по ДСТУ ГОСТ 15846.

5.4 Упакованные технические средства Комплексов могут транспортироваться в крытых транспортных средствах любым видом транспорта в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на данном виде транспорта.

5.5 При транспортировании изделий необходимо соблюдать меры предосторожности с учетом знаков, нанесенных на транспортную тару.

Во время погрузочно-разгрузочных работ при транспортировании изделия не должны подвергаться воздействию атмосферных осадков.

5.6 По согласованию с потребителем допускается упакованные по 1.7 РЭ изделия транспортировать в универсальных или специальных контейнерах. Изделия должны фиксироваться внутри контейнера деревянными брусьями.

5.7 Упакованные в индивидуальную упаковку технические средства Комплексов выдерживают без повреждений воздействие:

— температуры окружающего воздуха от минус 55 до плюс 70 оС;

— относительной влажности до 98 % при температуре плюс 35 оС;

— транспортной тряски с ускорением до 30 м/с2 при частоте от 80 до 120 ударов в минуту.

5.8 Хранение изделий в транспортной таре допускается не более шести месяцев с момента изготовления, по истечении указанного срока они должны быть освобождены от транспортной тары.

5.9 Распаковку технических средств Комплексов в зимнее время проводить в сухом отапливаемом помещении не ранее, чем через шесть часов после внесения их в помещение. При распаковке необходимо соблюдать осторожность.

Вскрыв ящик, произвести внешний осмотр. Аппаратура и измерительные преобразователи не должны иметь повреждений и дефектов.

После распаковки проверить комплектность технических средств, входящих в состав Комплексов.

6 УТИЛИЗАЦИЯ 6.1 Критерием предельного состояния, когда технические средства Комплексов и сами Комплексы в целом подлежат утилизации, считают экономическую нецелесообразность восстановления работоспособности Комплексов ремонтом, а именно: стоимость ремонта превышает 50 % стоимости отказавшего устройства.

6.2 Утилизацию технических средств Комплексов осуществляют согласно действующим нормативным документам.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Приложение А (рекомендуемое) Форма заказной спецификации Комплексов «ФЛОУТЭК–ТМ»

А.1 Перечень условий измерений параметров газа в трубопроводе приводится по форме, указанной в таблице А.1.

Таблица А.1 – Перечень условий измерений параметров газа в трубопроводе Условие измерения Трубопровод первый второй третий 1 Внутренний диаметр трубопровода при температуре 20 °С, мм 2 Материал трубопровода 3 Тип расходомерного устройства: со стандартным сужающим устройством – диафрагмой (СУ), с осредняющей напорной трубкой (ОНТ), со счетчиком (СЧ) или с расходомером (РМ) 4 Диаметр отверстия СУ при температуре 20 °С, мм 5 Материал СУ 6 Способ отбора перепада давления на СУ (фланцевый, угловой) 7 Предельный перепад давления на СУ (или на ОНТ), кПа 8 Максимальный объемный расход газа при стандартных условиях, м3/ч 9 Минимальный объемный расход газа при стандартных условиях, м3/ч 10 Максимальное давление газа, МПа 11 Максимальная температура газа, оС 12 Минимальная температура газа, оС 13 Средняя плотность газа при стандартных условиях,кг/м 14 Средняя молярная доля азота N2 в природном газе, % 15 Средняя молярная доля диоксида углерода СО2 в природном газе, % 16 Вид измеряемого давления (абсолютное, избыточное) 17 Температура окружающего воздуха (от минус 40 до плюс 60 оС или в другом диапазоне с предельными значениями, отличающимися от указанных пределов, но не превышающими указанные пределы) Примечание – Графы по поз. 4 – 7 заполняются при наличии СУ в трубопроводе.

А.2 Перечень требований к средствам измерений параметров газа в трубопроводе приводится по форме, указанной в таблице А.2.

Таблица А.2 – Перечень требований к средствам измерений параметров газа Характеристика средства измерений Трубопровод первый второй третий 1 Тип счетчика: ротационный (РТ), турбинный (ТР) или др.

2 Тип расходомера: кориолисовый (КР), ультразвуковой (УЗ), вихревой (ВР), турбинный (ТР) или др.

3 Тип осредняющей напорной трубки (ANNUBAR, ITABAR и др.) 4 Тип измерительных преобразователей температуры и давления: набор цифровых (КЦ) или аналоговых (КА) преобразователей, цифровой много параметрический преобразователь (ПМ), цифровой миникомплекс (МК) 5 Наличие измерительного преобразователя давления (да/нет) 6 Наличие измерительного преобразователя плотности (да/нет) 7 Наличие преобразователя BELL202/Аналог (4 – 20 мА) (да/нет) 8 Наличие преобразователя интерфейсов ПЧ–01 (да/нет) 9 Характеристики измерительного преобразователя дифференциального давления РH (измерение максимального расхода):

1) верхний предел измерений, кПа 2) вид выходного сигнала (цифровой, аналоговый) 10 Характеристики измерительного преобразователя дифференциального давления РL (измерение минимального расхода):

1) верхний предел измерений, кПа 2) вид выходного сигнала (цифровой, аналоговый) Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Окончание таблицы А. Характеристика средства измерений Трубопровод первый второй третий 11 Характеристики измерительного преобразователя давления:

1) верхний предел измерений, МПа 2) вид выходного сигнала (цифровой, аналоговый) 12 Характеристики измерительного преобразователя температуры:

1) диапазон измерений, ОС 2) длина погружной части ТС (сенсора), мм 3) вид выходного сигнала (цифровой, аналоговый) 13 Характеристики счетчика (расходомера):

1) тип (модель) 2) максимальный объемный расход, м3/ч 3) коэффициент, устанавливающий количество импульсов на 1 м газа, прошедшего через счетчик, импульс/м 4) вид выходного сигнала («сухой контакт», потенциальный, кодовый) 14 Пределы допускаемой относительной погрешности Комплекса, в процентах, при измерении расхода и объема газа (±0,3;

±0,35;

±0,4;

±0,45 или ±0,5 %) 15 Метод расчета коэффициента сжимаемости газа (по РД 50–213, GERG–91 мод. или NX19 мод.) 16 Вид связи между Комплексом и ЭВМ диспетчерского пункта (ТК – телефонный канал;

ДПЛ – выделенная двухпроводная линия;

ЛГС – четырехпроводная линия громкоговорящей связи;

РК – радиоканал) 17 Дополнительные требования к средствам измерений А.3 Запись обозначения Комплексов при заказе производится в соответствии со схемой:

Т ХХХ Д ФЛОУТЭК–ТМ YYY Основное условное обозначение Комплекса Х, ХХ или ХХХ – количество символов соответствует количеству трубопроводов, для которых Комплекс осуществляет измерения текущих параметров газа. При этом тип устройства, установленного в трубопроводе для измерений расхода или объема:

Х=1 – расходомерное устройство со стандартной диафрагмой Х=2 – расходомерное устройство с осредняющей напорной трубкой Х=3 – счетчик (ротационный, турбинный и пр.) Х=4 – расходомер (кориолисовый, ультразвуковой, вихревой и пр.) Типы измерительных преобразователей температуры, абсолютного, избыточного и дифферен циального давления, используемых для измерений температуры и давления в одном (Y), двух (YY) или трех (YYY) трубопроводах:

Y=1 – комплект цифровых и/или аналоговых преобразователей Y=2 – цифровой многопараметрический преобразователь Y=3 – преобразователь–корректор ПК–1 цифрового миникомплекса с преобразователями температуры, абсолютного (избыточного) и дифференциального давления Y=4 – преобразователь–корректор ПК–2 цифрового миникомплекса с преобразователями температуры и абсолютного (избыточного) давления Y=5 – преобразователь–корректор ПК–4 цифрового миникомплекса с преобразователями температуры, абсолютного (избыточного) и дифференциального давления и с автономным электропитанием (микропотребляющий) Y=6 – преобразователь–корректор ПК–3 цифрового миникомплекса с преобразователями температуры и абсолютного (избыточного) давления и с автономным электропитанием (микропотребляющий) Т – при отсутствии в составе Комплекса измерительных преобразователей давления (использование «температурного корректора») и переводе параметра «Давление» постоянно на константу Д – при наличии дискретного выхода для вывода информации по физическому каналу связи Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Примеры обозначения Комплексов при их заказе и в документации другой продукции, в которой они могут быть применен:

1 Комплекс, предназначенный для измерений объемного расхода и объема природного газа в одном трубопроводе по методу переменного перепада давления на стандартной диафрагме и при использовании комплекта измерительных преобразователей и вычислителя и при наличии дискретного выхода для вывода информации:

"Комплекс измерительно–управляющий ФЛОУТЭК–ТМ–1–1–Д ТУ У 33.3–22192141–003–2001".

2 Комплекс, предназначенный для измерений объемного расхода и объема природного газа в одном трубопроводе с помощью счетчика газа и при использовании:

преобразователя–корректора цифрового миникомплекса с измерительным преобразователем давления и внешним источником электропитания:

"Комплекс измерительно–управляющий ФЛОУТЭК–ТМ–3–4 ТУ У 33.3–22192141–003–2001";

преобразователя–корректора цифрового миникомплекса без измерительного преобразователя давления (температурный корректор) и с автономным электропитанием:

"Комплекс измерительно-управляющий ФЛОУТЭК–ТМ–3–6–Т ТУ У 33.3–22192141–003–2001".

3 Комплекс, предназначенный для измерений объемного расхода и объема природного газа в двух трубопроводах по методу переменного перепада давления на стандартной диафрагме и при использовании общего вычислителя и измерительного многопараметрического преобразователя (первый трубопровод) и комплекта измерительных преобразователей (второй трубопровод):

"Комплекс измерительно–управляющий ФЛОУТЭК–ТМ–11–21 ТУ У 33.3–22192141–003–2001".

А.4 Перечень основных модификаций Комплексов, которые определяются типом используемого расходомерного устройства и составом измерительных преобразователей Комплексов для измерения параметров газа в одном трубопроводе, приведен в таблице А.3.

Таблица А.3 – Перечень основных модификаций Комплексов Условное обозачение Условное обозачение типа измерительных преобразователей типа расходомерного по схеме А.3 и согласно таблице А. устройства по схеме А. и согласно таблице А.1 1 (КЦ или КА) 3 (МК с ПК–1) 2 (ПМ) ФЛОУТЭК–ТМ–1–1 ФЛОУТЭК–ТМ–1–2 ФЛОУТЭК–ТМ–1– 1 (СУ) ФЛОУТЭК–ТМ–2–1 ФЛОУТЭК–ТМ–2–2 ФЛОУТЭК–ТМ–2– 2 (ОНТ) ФЛОУТЭК–ТМ–3–1 – – 3 (СЧ) ФЛОУТЭК–ТМ–4–1 – – 4 (РМ) Окончание таблицы А. Условное обозачение Условное обозачение типа измерительных преобразователей типа расходомерного по схеме А.3 и согласно таблице А. устройства по схеме А. и согласно таблице А.1 4 (МК с ПК–2) 5 (МК с ПК–4) 6 (МК с ПК–3) ФЛОУТЭК–ТМ–1–4* ФЛОУТЭК–ТМ–1–5 – 1 (СУ) ФЛОУТЭК–ТМ–2–4* ФЛОУТЭК–ТМ–2–5 – 2 (ОНТ) ФЛОУТЭК–ТМ–3–4 ФЛОУТЭК–ТМ–3– – 3 (СЧ) ФЛОУТЭК–ТМ–3–4–Т ФЛОУТЭК–ТМ–3–6–Т ФЛОУТЭК–ТМ–4–4 ФЛОУТЭК–ТМ–4– – 4 (РМ) в комплекте с одним или двумя цифровыми измерительными преобразователями (*) – дифференциального давления Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Приложение Б (обязательное) Перечень информации, вводимой в память вычислителя и корректора Б.1 Комплексы при начальном конфигурировании обеспечивают ввод в память вычислителя (корректора) следующей информации, которая может быть изменена только при повторном начальном конфигурировании:

— наименование предприятия, эксплуатирующего Комплекс;

— количество трубопроводов (ИТП), для которых Комплекс осуществляет измерения текущих параметров газа – при использовании вычислителя;

— текущая дата (день, месяц, год) и текущее время (часы, минуты, секунды). После конфигурирования допускается только коррекция значений минут;

— тип средств измерительной техники, используемых для каждого трубопровода – в корректор исполнений ПК–3, ПК–3Т и ПК–4 не вводится.

Б.2 Комплексы обеспечивают ввод в память вычислителя (корректора) следующей информации, общей для всех трубопроводов:

— адрес вычислителя (корректора);

— коды (пароли) доступа для записи статических параметров в память вычислителя (корректора) и перевода измеряемых параметров на константы (только для версии ПО «Покупатель»);

— контрактный час (начало контрактных суток), в диапазоне от 0 до 23 ч с дискретностью 1 ч;

— дата и час перехода на летнее время и на зимнее время;

— длительность оперативного интервала времени, выбираемая из ряда 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, и 30 мин (при использовании вычислителя – дополнительно 60 мин) – в корректор исполнений ПК–3, ПК–3Т и ПК–4 не вводится;

— длительность интервала индикации на цифровом показывающем устройстве вычислителя параметров газа для одного трубопровода, в диапазоне от 1 до 255 мин с дискретностью 1 мин – при использовании вычислителя;

— длительность цикла расчетов, выбираемая из ряда 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30 и 60 с – при использовании корректора исполнений ПК–3, ПК–3Т и ПК–4;

— номер трубопровода, для которого следует выводить на цифровое показывающее устройство вычислителя параметры газа – при использовании вычислителя;

— количество циклов расчетов, после которого результаты измерений записываются в массив данных последних измерений, выбираемое из ряда 1, 2, 3, 4, 5 и 6 – при использовании вычислителя;

— наличие функции измерения плотности газа – при использовании вычислителя;

— количество преамбул при ответе на запрос ЭВМ (для обеспечения корректной работы вычислителя и корректора), в диапазоне от 0 до 255 с дискретностью 1.

Б.3 Комплексы обеспечивают ввод в память вычислителя (корректора) следующей информации, индивидуальной для каждого трубопровода (ИТП):

— условное обозначение трубопровода;

— условное обозначение метода расчета расхода и объема газа (согласно 1.2.1 РЭ);

— вид измеряемого давления газа (абсолютное или избыточное);

— вид давления газа (абсолютное или избыточное), представляемого на цифровом показывающем устройстве вычислителя (корректора);

— значение максимально допустимого давления газа в трубопроводе, в диапазоне от 0,1 до 16,0 МПа с дискретностью 0,001 МПа;

— нижний и верхний пределы измерений измерительного преобразователя давления, в диапазоне от 0,1 до 16,0 МПа с дискретностью 0,001 МПа;

— нижний и верхний пределы измерений измерительного преобразователя температуры, в диапазоне от минус 40,0 до плюс 100,0 ОС с дискретностью 0,1 ОС;

— значение атмосферного давления, в диапазоне от 630,0 до 800,0 мм рт.ст. с дискретностью 0,1 мм рт.ст. (от 84,0 до 106,7 кПа с дискретностью 0,1 кПа) – при измерении избыточного давления;

— молярная доля в природном газе:

• диоксида углерода, в диапазоне от 0 до 15 % с дискретностью 0,001 %;

• азота, в диапазоне от 0 до 15 % с дискретностью 0,001 %;

— значение плотности газа при стандартных условиях, в диапазоне от 0,66 до 1,05 кг/м3 с дискретностью 0,0001 кг/м3 – при отсутствии функции измерения плотности газа;

— при наличии функции автоматического измерения плотности газа:

• значение максимально допустимой плотности газа, в диапазоне от 0,66 до 1,05 кг/м3 с дискретностью 0,0001 кг/м3;

• нижний и верхний пределы измерений измерительного преобразователя плотности газа, в диапазоне от 0 до 1,10 кг/м3 с дискретностью 0,001 кг/м3;

• константа плотности газа, в диапазоне от 0,66 до 1,05 кг/м3 с дискретностью 0,0001 кг/м3;

— константа давления газа, в диапазоне от 0,001 до 16,0 МПа с дискретностью 0,001 МПа;

— константа температуры газа, в диапазоне от минус 40 до плюс 100 ОС с дискретностью 0,01 ОС.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Б.3.1 Комплексы модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–1 и ФЛОУТЭК–ТМ–2 обеспечивают ввод в память вычислителя (корректора) следующей дополнительной информации для каждого ИТП:

— внутренний диаметр трубопровода при температуре плюс 20 ОС, в диапазоне от 50 до 1000 мм с дискретностью 0,01 мм;

— коэффициент линейного теплового расширения материала трубопровода, в диапазоне от 0,09910–4 до 0,30010–4 с дискретностью 0,00110–4 – при вычислениях по формулам РД 50–213;

— постоянные коэффициенты а0, а1 и а2 температурного коэффициента линейного расширения материала трубопровода, в диапазоне от 0,0 до 20,0 с дискретностью 0,1 – при вычислениях по формулам формулам ДСТУ ГОСТ 8.586.1, ДСТУ ГОСТ 8.586.2 и ДСТУ ГОСТ 8.586.5;

— величина абсолютной эквивалентной шероховатости внутренних стенок трубопровода, в диапазоне от 0,0015 до 3,0 мм с дискретностью 0,0001 мм;

— при измерении перепада давления газа на стандартном сужающем устройстве (диафрагме) Комплекса модификации ФЛОУТЭК–ТМ–1 (далее – СУ):

• диаметр отверстия СУ при температуре плюс 20 ОС, в диапазоне от 12,5 до 800 мм с дискретностью 0,01 мм;

• коэффициент линейного теплового расширения материала СУ, в диапазоне от 0,09910–4 до 0,30010–4 с дискретностью 0,00110–4 – при вычислениях по формулам РД 50–213;

• постоянные коэффициенты а0, а1 и а2 температурного коэффициента линейного расширения материала СУ, в диапазоне от 0,0 до 20,0 с дискретностью 0,1 – при вычислениях по формулам ДСТУ ГОСТ 8.586.1, ДСТУ ГОСТ 8.586.2 и ДСТУ ГОСТ 8.586.5;

• способ отбора перепада давления на СУ (фланцевый, угловой);


— при измерении перепада давления газа на осредняющей напорной трубке Комплекса модификации ФЛОУТЭК–ТМ–2 (далее – ОНТ):

• поперечный размер ОНТ при температуре 20 ОС, в диапазоне от 12,5 до 800 мм с дискретностью 0,01 мм;

• калибровочный коэффициент ОНТ, в диапазоне от 0,5 до 1,0 с дискретностью 0,0001;

— значение дифференциального давления, при котором и ниже которого не производится вычисление расхода и объема газа, в диапазоне от 0,01 до 100 кПа с дискретностью 0,001 кПа;

— значение дифференциального давления газа, при котором происходит переключение измерительных преобразователей дифференциального давления, в диапазоне от 1 до 100 кПа с дискретностью 0,001 кПа – если в состав входят два преобразователя;

— значение максимально возможного дифференциального давления, в диапазоне от 1 до 100 кПа с дискретностью 0,001 кПа;

— нижний и верхний пределы измерений измерительного преобразователя дифференциального давления, в диапазоне от 1 до 100 кПа с дискретностью 0,001 кПа (если в состав входят два преобразователя – вводится для каждого преобразователя);

— константа дифференциального давления, в диапазоне от 0,01 до 1,0 кПа с дискретностью 0,001 кПа и в диапазоне от 1 до 100 кПа с дискретностью 0,01 кПа.

Б.3.2 Комплексы модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4 обеспечивают ввод в память вычислителя (корректора) следующей дополнительной информации для каждого ИТП:

— значение максимального расхода газа, допустимого для счетчика (расходомера), совместно с которым будет работать Комплекс, в диапазоне от 100 до 40000 м3/ч с дискретностью 1 м3/ч;

— значение минимального расхода газа (Qmin), при котором и ниже которого счетчик (расходо мер), совместно с которым будет работать Комплекс, не формирует выходного сигнала при прохождении газа через счетчик (расходомер), в диапазоне от 0,01 до 1000,0 м3/ч с дискретностью 0,001 м3/ч;

— верхний предел измерений расхода газа при рабочих условиях, в диапазоне от 100 до 40000 м3/ч с дискретностью 1 м3/ч;

— количество импульсов в выходном сигнале счетчика, совместно с которым будет работать Комплекс, на 1 м3 газа, прошедшей через счетчик, с дискретностью 110–6 импульс/м3 ;

— константа расхода газа, в диапазоне от 0,1 м3/ч до установленного значения максимально допустимого расхода газа через счетчик, с дискретностью 0,1 м3/ч.

Б.4 С помощью встроенного в конструкцию или съемного пульта управления (клавиатуры) Комплексы обеспечивают ввод в память вычислителя (корректора) следующих данных:

— значение плотности газа при стандартных условиях, в диапазоне от 0,66 до 1,05 кг/м3 с дискретностью 0,0001 кг/м3;

— молярная доля диоксида углерода в природном газе, в диапазоне от 0 до 15 % с дискретностью 0,001 %;

— молярная доля азота в природном газе, в диапазоне от 0 до 15 % с дискретностью 0,001 %.

Б.4.1 Инструкции по работе с пультами управления приведены в Приложении Е.

Б.5 Результаты ввода информации в память вычислителя (корректора) фиксируются в Протоколе конфигурирования вычислителя (корректора).

Примечание – Если значения верхних пределов измерений абсолютного (избыточного) и дифференциального давления газа измерительных преобразователей Комплексов согласно 1.2.16 РЭ выражены в единицах измерений кгс/м2 или кгс/см2, то производится соответствующая замена указанной в данном приложении размерности вводимых значений давления (кПа и МПа) на принятую размерность.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Приложение В (справочное) Перечень диагностических сообщений об аварийных и нештатных ситуациях в работе Комплексов Опрос Д/Т/ПД/ПДН/ПДВ/ПЕ в норме, кон. ЗПЗ;

объем с начала суток м Опрос Д/Т/ПД/ПДН/ПДВ/ПЕ не в норме, нач. ЗПЗ;

объем с начала суток м Д/Т/ПД/ПЕ не NAN (в норме), кон. ЗПЗ;

объем с начала суток м Д/Т/ПД/ПЕ NAN (не в норме), нач. ЗПЗ;

объем с начала суток м Д/Т/ПД/ПЕ меньше max (в норме), кон. ЗПЗ;

объем с начала суток м Д/Т/ПД/ПЕ больше max (не в норме), нач. ЗПЗ;

объем с начала суток м Д/Т/ПД/ПЕ больше min (в норме), кон. ЗПЗ;

объем с начала суток м Д/Т/ПД/ПЕ меньше min (не в норме), нач. ЗПЗ;

объем с начала суток м Д/Т/ПД единица измерений в норме, кон. ЗПЗ;

объем с начала суток м Д/Т/ПД единица измерений не в норме, нач. ЗПЗ;

объем с начала суток м Нач. (кон.) обслуживания канала Д/Т/ПД/ПЕ/Пл;

объем с начала суток м Нач. (кон.) формирования НСХП канала Д/Т/ПД/ПЕ/Пл;

объем с начала суток м Нач. (кон.) использования НСХП канала Д/Т/ПД/ПЕ/Пл;

объем с начала суток м Нач. (кон.) использования преобразователя, измеряющего ПДН;

объем с начала суток м Изменена калибровка канала Д/Т/ПД/ПЕ/Пл;

объем с начала суток м Установка нуля канала ПД/ПДН/ПДВ ;

объем с начала суток м Нач. (кон.) замены измерений Д/Т/ПД/ПЕ/Пл константой Нач. замены измерений Д/Т/ПД/ПЕ/Пл несанкционированной константой Нач. (кон.) замены расхода при рабочих условиях константой Значение Д/Т/ПД/ПДН/ПДВ/ПЕ/Пл стало выше (ниже или равным) ВПИ;

объем с начала суток м Значение Д/Т/ПД/ПДН/ПДВ/ПЕ/Пл стало ниже (выше или равным) НПИ;

объем с начала суток м Значение ПД/ПДН стало выше (ниже или равным) значения отсечки;

объем с начала суток м Значение Д/Т/ПД стало выше (ниже или равным) ВМП;

объем с начала суток м Значение Д/Т/ПД стало ниже (выше или равным) НМП;

объем с начала суток м Отношение ПД/Д стало нормальным (больше 0.25);

объем с начала суток м ДАБС в норме (меньше min РАТМ), кон. (нач.) ЗПЗ;

объем с начала суток м Вязкость в норме (не в норме), кон. (нач.) ЗПЗ;

объем с начала суток м Коэффициент КСЖ в норме (меньше 0), кон. (нач.) ЗПЗ;

объем с начала суток м Число Рейнольдса стало нормальным (вышло за допустимый предел);

объем с начала суток м Условия для расчета F стали нормальными (ненормальными);

объем с начала суток м Расчет Пл в норме (не в норме), кон. (нач.) ЗПЗ;

объем с начала суток м Расчет КСЖ стал возможен (не возможен);

объем с начала суток м Нач. (кон.) деления на 0 при расчете, нач. (кон.) ЗПЗ;

объем с начала суток м Скорость ротора счетчика стала нормальной (превысила допускаемую величину);

объем с начала суток м Включено (выключено) питание вычислителя (корректора) Напряжение питания в норме (ниже допуска) Нач. (кон.) работы от аккумулятора Конфигурирование вычислителя (корректора) Рестарт программы вычислителя (корректора) Реинициализация базы диагностики (архива) Реинициализация базы вмешательств Реинициализация режима измерений Реинициализация общих признаков состояния Реинициализация признаков состояния по трубопроводу Реинициализация объема (при стандартных или рабочих условиях) с начала наблюдения Реинициализация объема с начала оперативного интервала, часа или суток Реинициализация объема за предыдущий час или за предыдущие сутки Реинициализация суточных аварийных данных Реинициализация накопленных оперативных, часовых или суточных данных Реинициализация признаков в оперативных, часовых или суточных данных Реинициализация признаков обслуживания Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Примечания 1 Сообщения по параметрам ПЕ и Пл формируются, если в состав Комплекса входит измерительный преобразователь плотности.

2 Сообщения, приведенные в перечислениях 9, 10, 12, 13, 14, 27, 35 и 37, при использовании корректора исполнений ПК–3, ПК–3Т и ПК–4 не формируются.

3 Сообщения, приведенные в перечислениях 22 и 25, при использовании корректора исполнений ПК–3 и ПК–3Т не формируются.

4 Сообщения, приведенные в перечислениях 23 и 24, формируются при превышении параметрами методических пределов измерений, указанных в РД 50–213 и ГОСТ 30319.2.

5 Сообщение, приведенное в перечислении 30, формируется при расчете коэффициента КСЖ по формулам РД 50–213.

6 Сообщения, приведенные в перечислениях 36 и 37, формируются, если в состав Комплекса входит вычислитель.

Принятые в приложениях В и Г сокращения и условные обозначения АЦП – аналогово-цифровой преобразователь ВМП, НМП – верхний и нижний методические (по условиям учета газа) пределы измерений ВПИ, НПИ – верхний и нижний пределы измерений Д – давление газа ДАБС – абсолютное давление газа ЗПЗ – замена результата опроса Д/Т/ПД/ПДН/ПДВ/ПЕ/Пл предыдущим значением КЛТР – температурный коэффициент линейного расширения материала КСЖ – коэффициент сжимаемости газа кон. – конец ЛТР – линейное тепловое расширение материала нач. – начало НСХП – номинальная статическая характеристика преобразования ОНТ – осердняющая напорная трубка ПД – дифференциальное давление (перепад давления) газа ПДВ, ПДН – дифференциальное давление газа, измеренное измерительным преобразователем с большим (ПДВ) и меньшим (ПДН) верхним пределом измерений (если используются два преобразователя) ПЕ – длительность периода повторения импульсов выходного сигнала измерительного преобразователя плотности Пл – плотность газа ПРД – измерительный преобразователь дифференциального давления РАТМ – атмосферное давление СУ – сужающее устройство Т – температура газа – величина, определяющая возможность расчета коэффициента КСЖ F NAN – обозначение, указывающее, что полученное значение параметра нельзя интерпретировать как число Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Приложение Г (справочное) Перечень параметров, при изменении которых формируется сообщение о вмешательстве оператора в работу Комплексов 1 Наименование объекта и трубопровода 2 Диаметр трубопровода, мм 3 Коэффициент ЛТР материала трубопровода 4 Коэффициенты а0, а1 и а2 для КЛТР материала трубопровода 5 Шероховатость трубопровода, мм 6* Диаметр СУ, мм 7* Начальный радиус входной кромки СУ, мм 8* Коэффициент ЛТР материала СУ 9* Коэффициенты а0, а1 и а2 для КЛТР материала СУ 10* Способ отбора перепада давления на СУ 11* Межконтрольный интервал СУ (период между поверками в годах) 12** Тип ОНТ 13** Поперечный размер ОНТ (ширина зонда в свету), мм 14** Калибровочный коэффициент ОНТ 15 Плотность, кг/м 16 Молярные доли CO2 и N2, % 17 Атмосферное давление, мм рт.ст. (кгс/см2, кПа или гПа) 18 Порог переключения ПРД, кгс/м2 (кПа) 19 Нижняя отсечка и верхний предел измерений ПД, кгс/м2 (кПа) 20 Нижний и верхний пределы измерений Д, кгс/см2 (МПа) 21 Нижний и верхний пределы измерений Т, ОС 22 Нижний и верхний пределы измерений ПЕ, мкс 23 Объем при рабочих условиях и объем, приходящийся на 1 выходной импульс счетчика, м 24 Верхний предел измерений расхода, м3/ч 25 Минимальный и максимально допустимый расход при рабочих условиях, м3/ч 26 Расход, не измеряемый счетчиком (Qstop), м3/ч 27 Максимально возможное Д, кгс/см2 (МПа) 28 Максимально возможный ПД, кгс/м2 (кПа) 29 Минимально допустимое число Re 30 Константа коэффициента расширения 31 Количество импульсов на 1 м 32 Счетчик десятков миллионов при рабочих условиях 33 Оперативный интервал, мин 34 Длительность цикла расчетов, с 35 Длительность периода калибровки при работе или калибровке, с 36 Количество циклов расчетов 37 Контрактный час, ч 38 Пароль для записи данных 39 Время (Часы, Минуты, Секунды) 40 Дата перехода на летнее и зимнее время (День, Месяц) 41 Время перехода на летнее и зимнее время (Час) 42 Параметры НСХП каналов Т, Д, ПД, ПДВ, ПДН, ПЕ и Пл 43 Значение константы Д/Т/ПД 44 Постановка Д/Т/ПД на константу и снятие с константы 45 Смещение и коэффициент наклона Д/ПД 46 Установка нуля Д/ПД 47 Параметры АЦП Примечания 1 Сообщения по параметрам, приведенным в перечислениях 3 и 8, формируются при расчетах по РД 50-213, а по параметрам, приведенным в перечислениях 4 и 9 – при расчетах по ДСТУ ГОСТ 8.586.1, ДСТУ ГОСТ 8.586.2, ДСТУ ГОСТ 8.586.5 и ГОСТ 30319.2.


2 (*) – сообщение при измерениях на СУ.

3 (**) – сообщение при измерениях на ОНТ.

4 Сообщения по параметрам, приведенным в перечислениях 2–14, 18, 22, 29, 30, 33 и 36, при использовании корректора исполнений ПК-3, ПК-3–Т и ПК-4 не формируются.

5 Сообщения по параметрам, приведенным в перечислениях 19 и 28, при использовании корректора исполнений ПК-3 и ПК-3–Т не формируются.

6 Сообщения по параметрам, приведенным в перечислениях 34 и 35, формируются при использовании корректора исполнений ПК-3, ПК-3–Т и ПК-4.

Принятые в перечне сокращения и условные обозначения приведены в приложении В.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Приложение Д (справочное) Перечень данных, входящих в отчеты и в протоколы Д.1 Суточный отчет формируется на основании часовых или оперативных данных с информацией о параметрах газа за каждый час (оперативный интервал) прошедших суток. Сутками считается 24-часовой период времени между контрактными часами соседних суток.

Коммерческий суточный отчет состоит из часовых (оперативных) данных за сутки от установленного контрактного часа до контрактного часа других суток. Час начинается и кончается на круглой цифре, например, 1:00, 2:00, и т.д.

Месячный отчет формируется на основании суточных данных со среднесуточной информацией о параметрах газа за каждые сутки последнего контрактного месяца.

По желанию заказчика на основании суточных данных последнего контрактного месяца может формироваться отчет за любое количество суток (за пять дней, за декаду и т.д.).

Коммерческие суточные и месячные отчеты подписываются представителями поставщика и потребителя газа.

Д.2 В общую часть суточного и месячного отчетов входят следующие данные:

— название предприятия–пользователя;

— условное обозначение (кодовое имя) объекта измерений параметров газа;

— дата (День, Месяц, Год) и время (Часы, Минуты) составления отчета;

— установленный контрактный час, ч;

— заданное значение молярной доли азота N2 в природном газе, %;

— заданное значение молярной доли диоксида углерода СО2 в природном газе, %;

— заданное значение плотности газа, кг/м3;

— заданное значение атмосферного давления, кПа (мм рт.ст.) – при измерении избыточного давления газа;

— метод измерений расхода газа;

— вид измеряемого давления газа (абсолютное или избыточное давление);

— нижний (НПИ) и верхний (ВПИ) пределы измерений давления газа, МПа;

— нижний (НПИ) и верхний (ВПИ) пределы измерений температуры газа, ОС.

Д.2.1 Для Комплексов модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–1 и ФЛОУТЭК–ТМ–2 в общую часть отчетов дополнительно входят следующие данные:

— внутренний диаметр трубопровода при температуре 20 ОС, мм;

— поправочный множитель на величину абсолютной эквивалентной шероховатости внутренних стенок трубопровода (КШ);

— коэффициент линейного теплового расширения материала трубопровода – при вычислениях по формулам РД 50–213;

— постоянные коэффициенты а0, а1 и а2 температурного коэффициента линейного расширения материала трубопровода – при вычислениях по формулам ДСТУ ГОСТ 8.586.1, ДСТУ ГОСТ 8.586.2, ДСТУ ГОСТ 8.586.5;

— при измерении перепада давления газа на стандартном сужающем устройстве Комплекса модификации ФЛОУТЭК–ТМ–1:

• диаметр отверстия сужающего устройства при температуре 20 ОС, мм;

• коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства – при вычислениях по формулам РД 50–213;

• постоянные коэффициенты а0, а1 и а2 температурного коэффициента линейного расширения материала сужающего устройства – при вычислениях по формулам ДСТУ ГОСТ 8.586.1, ДСТУ ГОСТ 8.586.2, ДСТУ ГОСТ 8.586.5;

• способ отбора перепада давления на сужающем устройстве;

— при измерении перепада давления газа на осредняющей напорной трубке Комплекса модификации ФЛОУТЭК–ТМ–2:

• поперечный размер осредняющей напорной трубки при температуре 20 ОС, мм;

• калибровочный коэффициент осредняющей напорной трубки;

— нижний предел измерений (НПИ) дифференциального давления, кПа;

— нижний предел измерений дифференциального давления при коммерческом учете газа (отсечка), кПа;

— верхний предел измерений (ВПИ) дифференциального давления, кПа;

— значение дифференциального давления газа, при котором происходит переключение измерительных преобразователей дифференциального давления, кПа – если в состав Комплекса входят два преобразователя.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Д.2.2 Для Комплексов модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4 в общую часть отчетов дополнительно входят следующие данные:

— значение максимально допустимого расхода газа через счетчик (расходомер), м3/ч;

— значение расхода газа, при котором и ниже которого счетчик (расходомер) прекращает измерение объема газа, проходящего по трубопроводу, м3/ч;

— коэффициент, устанавливающий количество импульсов счетчика на 1 м3 газа, прошедшего через счетчик, импульс/м3 ;

— коэффициент сжатия газа – только для суточного отчета.

Д.3 Основная часть суточного отчета содержит следующие данные:

— дату (День, Месяц, Год) и время (начало и конец) каждого часа (Часы, Минуты);

— среднее значение дифференциального давления за каждый час суток, кПа;

— среднее значение абсолютного давления газа за каждый час суток, МПа;

— среднее значение температуры газа за каждый час суток, ОС;

— среднее значение плотности газа за каждый час суток при стандартных условиях, кг/м3 – при автоматическом измерении плотности;

— суммарный объем газа за каждый час суток при стандартных условиях, тыс.м3;

— суммарный объем газа за каждый час суток при рабочих условиях, тыс.м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— безаварийный объём газа за сутки при стандартных условиях, тыс. м3;

— аварийный объём газа за сутки при стандартных условиях, рассчитанный при аварийных ситуациях в работе Комплекса, тыс. м3;

— суммарный объём газа за сутки при стандартных условиях, тыс. м3;

— безаварийный объём газа за сутки при рабочих условиях, тыс. м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— аварийный объём газа за сутки при рабочих условиях, рассчитанный при аварийных ситуациях в работе Комплекса, тыс. м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— суммарный за сутки объём газа при рабочих условиях, тыс. м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— суммарная длительность аварийных ситуаций за сутки (Часы, Минуты, Секунды);

— длительность аварийной ситуации «Qстоп Qv Qminл» за сутки (Часы, Минуты, Секунды) – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— показания счетчика на конец отчетного периода при рабочих условиях, тыс. м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— сообщения о аварийных ситуациях в работе Комплекса за отчетный период;

— сообщения о вмешательствах в работу Комплекса за отчетный период.

Д.4 Основная часть месячного отчета содержит следующие данные:

— дату каждых суток (День, Месяц, Год);

— среднее значение дифференциального давления за каждые сутки, кПа;

— среднее значение абсолютного давления газа за каждые сутки, МПа;

— среднее значение температуры газа за каждые сутки, ОС;

— среднее значение плотности газа за каждые сутки при стандартных условиях, кг/м3 – при автоматическом измерении плотности;

— суммарный (с начала контрактного месяца) объем газа за каждые сутки при стандартных условиях, тыс.м3;

— суммарный объем газа за каждые сутки при рабочих условиях, тыс.м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— безаварийный объём газа за месяц при стандартных условиях, тыс. м3;

— аварийный объём газа за месяц при стандартных условиях, рассчитанный при аварийных ситуациях в работе Комплекса, тыс. м3;

— суммарный объём газа за месяц при стандартных условиях, тыс. м3;

— безаварийный объём газа за месяц при рабочих условиях, тыс. м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— аварийный объём газа за месяц при рабочих условиях, рассчитанный при аварийных ситуациях в работе Комплекса, тыс. м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— суммарный объём газа за месяц при рабочих условиях, тыс. м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— суммарная длительность аварийных ситуаций за месяц (Часы, Минуты, Секунды);

— длительность аварийной ситуации «Qстоп Qv Qminл» за месяц (Часы, Минуты, Секунды) – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— показания счетчика на конец отчетного периода при рабочих условиях, тыс. м3 – для модификаций ФЛОУТЭК–ТМ–3 и ФЛОУТЭК–ТМ–4;

— сообщения о аварийных ситуациях в работе Комплекса за отчетный период;

— сообщения о вмешательствах в работу Комплекса за отчетный период.

Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Д.5 В Протокол вмешательств в работу вычислителя (корректора) заносятся все данные, вводимые оператором в программу вычислителя (корректора) в объеме, указанном в 1.2.3 РЭ. В Протоколе указываются следующие данные:

— дата (День, Месяц, Год) и время (Часы, Минуты, Секунды) внесения изменения;

— наименование измененного параметра;

— прежнее и новое значения параметра.

Д.6 В Протоколе регистрации аварийных ситуаций фиксируются все отклонения в технологиче ском процессе расхода газа и в работе Комплекса, непредусмотренные заданными алгоритмами и нарушающие выполнение Комплексом своих функций. В Протоколе указываются следующие данные:

— дата (День, Месяц, Год) и время (Часы, Минуты, Секунды) начала и конца аварийной ситуации;

— список аварийных признаков, относящихся к данной аварийной ситуации;

— объёмы газа при рабочих и стандартных условиях, накопленные при данной аварийной ситуации;

— длительность аварийной ситуации;

— перечень значений параметров, «замороженных» при данной аварийной ситуации.

Д.7 Примерные формы суточного и месячного отчетов приведены в Д.7.3 и Д.7.4 РЭ.

Указанные в отчетах числовые значения параметров выбраны условно как пример заполнения отчетов.

В колонке «АВ» таблицы «Часовые измерительные данные» устанавливаются признаки аварийных и нештатных ситуаций «А» и/или вмешательств оператора «В», если одно или несколько событий имели место за период времени, указанный в начале каждой строки таблицы.

Средние за отчетный период значения давления и температуры газа могут быть помечены после числового значения знаками:

‘ (одинарная кавычка) – означает, что в процессе усреднения по крайней мере одно значение вышло за установленные пределы;

* (звездочка) – означает, что в процессе усреднения по крайней мере одно значение было учтено в то время, когда соответствующая величина была «поставлена на константу».

Д.7.1 В приведенных ниже формах отчетов и в документах программного обеспечения Комплексов приняты следующие сокращения и условные обозначения:

А – признак аварийной ситуации в работе Комплекса;

АС – аварийная ситуация в работе Комплекса;

АЦП – аналого–цифровой преобразователь В – признак вмешательства в работу Комплекса;

ВПИ, НПИ – верхний и нижний пределы измерений;

ЗПЗ – замена последним значением перед началом аварийной ситуации – коэффициент приведения к стандартным условиям Kс Kсж – коэффициент сжимаемости МВИ – методика выполнения измерений несанкц. – несанкционированный р.у. – рабочие условия;

с.у. – стандартные (нормальные) условия;

санкц. – санкционированный СУ – сужающее устройство – плотность газа De Deмаксв, Deминв – максимальное и минимальное возможные значения De – верхняя и нижняя границы установленного диапазона для De Demax, Demin – перепад давления газа на СУ dP dPмаксв, dPминв – максимальное и минимальное возможные значения dP – верхняя и нижняя границы установленного диапазона для dP dPmax, dPmin dPотс – значение отсечки dP/P – частное от деления dP на P dP/Pmaxмви – верхняя граница установленного МВИ диапазона для dP/P Hcv – высшая теплота сгорания Hcvmaxмви, Hcvminмви – верхняя и нижняя границы установленного МВИ диапазона для Hcv Р – давление газа Pабс – абсолютное давление газа Ризб – избыточное давление газа – верхняя и нижняя границы установленного диапазона для P Pmax, Pmin Pmaxмви, Pminмви – верхняя и нижняя границы установленного МВИ диапазона для P Рe – период импульсов от плотномера Peмаксв, Peминв – максимальное и минимальное возможные значения Pe Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ – верхняя и нижняя границы установленного диапазона для Pe Pemax, Pemin Qmax – верхний предел измерений объемного расхода газа при р.у.

Qmin – минимальный объемный расход газа при р.у.

Qmaxл, Qminл – максимальный и минимальный объемный расход газа при р.у. для счетчика – объемный расход газа при с.у.

Qc Qстоп – объемный расход газа при с.у., при котором счетчик останавливается – объемный расход газа при р.у.

Qv Qvмаксв – максимальное возможное значение Qv – число Рейнольдса Re Remaxмви, Reminмви – верхняя и нижняя границы установленного МВИ диапазона для Re Т – температура газа Тмаксв, Тминв – максимальное и минимальное возможные значения Т – верхняя и нижняя границы установленного диапазона для T Tmax, Tmin Тmaxмви, Тminмви – верхняя и нижняя границы установленного МВИ диапазона для Т t_minл – период импульсов от счетчика при расходе Qminл t_стоп – период импульсов от счетчика при расходе Qстоп Д.7.2 Перечень аварийных признаков, формируемых вычислителем (корректором) Комплексов при вычислении расхода газа и которые записываются в приведенные формы отчетов, приведен в таблице Д.1.

Таблица Д.1 – Перечень аварийных признаков, формируемых Комплексами №№ Величина, требующая Наименование аварийного признака Примечание п/п «замораживания»

Требование 8.2. Нет питания Кс, Qv «Правил обліку газу»

Неисправно измерение (АЦП) 2 dP, De, P, T Нет связи с датчиком dP dP 4 dР dPmax Требование 8.2. 5 dPотс dР dPmin dР = dPmin «Правил обліку газу»

6 dР = dPотс – Нет связи с датчиком De 8 De Demax De 9 De Demin 10 Pe Pemax 11 Pe Pemin Нет связи с датчиком P P Р Pmax Р Pmin Р = Pmin Нет связи с датчиком T T 16 T Tmax 17 T Tmin 18 dP/P dP/Pmaxмви – 19 Hcv Hcvmaxмви – 20 Hcv Hcvminмви – 21 Pабс Pmaxмви – Требование 8.2. 22 Pабс Pminмви Pабс = Pminмви «Правил обліку газу»

23 Re Remaxмви – 24 Re Reminмви – 25 T Tmaxмви T 26 T Tminмви T 27 Qv Qmaxл Qv Требование 8.2. 28 Qстоп Qv Qminл Qv = Qminл «Правил обліку газу»

29 Qv = Qстоп – Деление на ноль Кс, Qv или значение расхода NAN Кс 31 Kсж = Нарушены условия расчета F При методе расчета Kсж по РД 32 – Комплексы «ФЛОУТЭК–ТМ». Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001–01 РЭ Окончание таблицы Д. №№ Величина, требующая Наименование аварийного признака Примечание п/п «замораживания»

При методе расчета Kсж Нарушены условия расчета Кш 33 – по NX19 мод. или GERG–91 мод.

dР на несанкц. константе 34 – De на несанкц. константе 35 – Требование 8.2. Р на несанкц. константе 36 – «Правил обліку газу»

T на несанкц. константе 37 – Qv на несанкц. константе 38 – Требование 6. Ризб 0.005 МПа 39 – «Правил обліку газу»

Qv 65 м3/ч 40 – Примечания к таблице Д.1:

1 Аварийные признаки 3 – 6, 18, 23, 24 и 34, связанные с параметром dP, формируются, если в Комплексе для измерений расхода газа используется метод переменного перепада давления на стандартном сужающем устройстве.

2 Аварийные признаки 7 – 11 и 35, связанные с параметром De, формируются, если в Комплексе осуществляется автоматическое измерение плотности газа..

3 Если в Комплексе используется метод измерений расхода газа с помощью счетчика (или расходомера) и коррекция выполняется только по температуре газа (используется температурный корректор), то аварийные признаки 12 – 14, 21, 22 и 36, связанные с параметрами P и Pабс, не формируются.

4 Аварийные признаки 1, 27 – 30 и 38, связанные с параметром Qv, формируются, если в Комплексе используется метод измерений расхода газа с помощью счетчика (или расходомера).



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.